В процессе опрессовки скважины колонна считается герметичной если

Обновлено: 07.07.2024

Постановление Федерального горного и промышленного надзора России от 5 июня 2003 г. N 56 "Об утверждении Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" стр. 13

2.7.4.10. Направления и кондуктора цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат:

- продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;

- продуктивные отложения, не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными запасами;

- истощенные горизонты;

- водоносные проницаемые горизонты;

- горизонты вторичных (техногенных) скоплений нефти и газа;

- интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформациям;

- интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать ускоренную коррозию обсадных труб.

2.7.4.11. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны, в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м.

2.7.4.12. Все вышеуказанные интервалы цементирования объединяются в один общий. Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за обсадными колоннами не допускается. Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

2.7.4.13. Общая проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать:

- превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

- исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

- возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижние и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

2.7.4.14. При перекрытии кондуктором или промежуточной колонной зон поглощения, пройденных без выхода циркуляции, допускается подъем тампонажных растворов до подошвы поглощающего пласта с последующим (после ОЗЦ) проведением встречного цементирования через межколонное пространство. Запрещается приступать к спуску технических и эксплуатационных колонн в скважину, осложненную поглощениями бурового раствора с одновременным флюидопроявлением, осыпями, обвалами, затяжками и посадками бурильной колонны, до ликвидации осложнений.

2.7.4.15. Цементировочная головка до ввода ее в эксплуатацию и далее с периодичностью, установленной документацией изготовителя должна быть опрессована давлением в 1,5 раза превышающим максимальное расчетное рабочее давление при цементировании скважины.

2.7.4.16. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть спрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Порядок работ по цементированию устанавливается документацией, разработанной тампонажной организацией и согласованной с буровой организацией.

2.7.4.17. В целях обеспечения безопасности производства работ при креплении скважин агрегаты необходимо устанавливать на заранее подготовленной площадке, при этом должны соблюдаться следующие расстояния:

- от устья скважин до блок-манифольдов, агрегатов - не менее 10 метров;

- от блок-манифольдов до агрегатов - не менее 5 метров;

- между цементировочными агрегатами и цементосмесительными машинами - не менее 1,5 метров.

Кабины передвижных агрегатов должны быть расположены в противоположенную от цементируемой скважины сторону.

2.7.4.18. Результаты спуска обсадной колонны и ее цементирование оформляются актами по установленной форме и хранятся в деле скважины на протяжении всего периода ее эксплуатации, наряду с заключениями геофизических организаций о фактическом состоянии цементного камня за обсадными колоннами.

2.7.5. Испытание крепи скважин на герметичность

2.7.5.1. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Порядок и условия проведения испытаний устанавливаются в соответствии с требованиями Госгортехнадзора России. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.

2.7.5.2. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.

Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.

2.7.5.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее, чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более, чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.

2.7.5.4. Кондуктор и промежуточная колонна вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно спрессовывается с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающим подъем ее на 10-20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.7.5.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором, других скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно спрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с проектом.

В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.

2.7.5.6. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливается рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины спрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства.

При наличии в межколонном пространстве интервала открытого стратиграфического разреза оценка герметичности при опрессовке оценивается не по падению давления, а по отсутствию видимых утечек рабочего агента по соединениям устьевой обвязки и заколонных проявлений вокруг устья скважины. Величина давления устанавливается проектом.

2.7.5.7. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

2.7.6. Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

2.7.6.1. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляющих отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается противовыбросовое оборудование. Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

2.7.6.2. Эксплуатация противовыбросового оборудования осуществляется в соответствии с техническими условиями изготовителей.

2.7.6.3. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

- герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

- вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

- подвески колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

- срезания бурильной колонны;

- контроля за состоянием скважины во время глушения;

- расхаживания бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

- спуска или подъема части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

2.7.6.4. Выбор типа противовыбросового оборудования и колонной головки осуществляется проектной организацией. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования разрабатывается буровой организацией на основе установленных требований и согласовывается с органами Госгортехнадзора России, противофонтанной службой и заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

- при вскрытии скважиной изученного разреза, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами с нормальным давлением, после спуска кондуктора или промежуточной колонны на устье устанавливается превенторная установка, обеспечивающая герметизацию скважины при спущенной колонне и без нее (два превентора - с трубными и глухими плашками, универсальный превентор);

ПРИКАЗ Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"

XIX. Требования к проведению испытаний крепи скважин на герметичность

243. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе противовыбросовое оборудование, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.

Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в момент посадки продавочной пробки на цементировочный клапан обратный дроссельный (ЦКОД) и созданием необходимого давления при помощи цементировочного агрегата.

244. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.

245. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).

246. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины.

Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель заказчика и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).

247. В газовых и газоконденсатных скважинах, а также в нефтяных скважинах с высоким (более 200 м3/т) газовым фактором, газонагнетательных скважинах с ожидаемым избыточным давлением на устье более 100 кгс/см2 (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой дополнительно опрессовывается инертным газом (азотом) давлением в соответствии с рабочим проектом.

248. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Межколонное пространство считается герметичным, если в течение 30 (тридцати) минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см2 (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.

Разрешается по согласованию с пользователем недр (заказчиком) производить опрессовку межколонного пространства воздухом.

249. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

Законодательная база Российской Федерации

2.10.1. Испытание кондукторов и технических колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их водой от устья до глубины 20 - 25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.

2.10.2. Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду (в том числе минерализованную). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.

2.10.3. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/кв. см (0,5 МПа).

2.10.4. Кондуктор и технические колонны вместе с установленным на них противовыбросовым оборудованием после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1 - 3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой воды в объеме, обеспечивающем подъем ее на 10 - 20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонны при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Результаты опрессовки оформляются актом.

2.10.5. В газовых и газоконденсатных скважинах, в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором (200 куб. м/т и выше) и других скважинах с избыточным давлением на устье более 100 кгс/кв. см (10 МПа) приустьевая часть колонны вместе с колонной головкой после опрессовки водой опрессовывается инертным газом (азотом) в соответствии с проектом. В обоснованных случаях разрешается по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России производить опрессовку воздухом.

2.10.6. Межколонное пространство на устье скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны.

XXII. Требования к проведению испытаний крепи скважин на герметичность

420. Все кондукторы, промежуточные и эксплуатационные колонны, несущие на себе ПВО, после установки цементных мостов для изоляции опробованных объектов, после окончания ОЗЦ должны подвергаться испытанию на герметичность и качество цементирования. Все расчетные параметры испытаний устанавливаются с учетом фактического состояния скважины.

Разрешается проведение испытаний на герметичность обсадных колонн в момент посадки продавочной пробки на ЦКОД и созданием необходимого давления с помощью цементировочного агрегата.

421. Испытание кондукторов и промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их жидкостью, являющейся основой используемого бурового раствора (минерализованная вода, жидкие углеводороды), от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси.

Эксплуатационная колонна испытывается на герметичность опрессовкой буровым раствором или технической водой (в том числе минерализованной, морской). В скважинах, на устье которых избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического уровня при механизированной добыче нефти.

422. В процессе испытания колонн на герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации ГНВП и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважины. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно. Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ.

423. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м производится опрессовка прибашмачной зоны открытого ствола скважины.

Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ.

424. Способ, параметры и технология опрессовки межколонного пространства устанавливаются рабочим проектом. Межколонное пространство на устье скважины впрессовывается жидкостью, являющейся основой используемого бурового раствора (минерализованная вода, жидкие углеводороды) на давление, не превышающее остаточную прочность предыдущей колонны и прочность на сжатие цементного камня заколонного пространства. Межколонное пространство считается герметичным, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа. Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.

Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ.

425. Во всех случаях плотность опрессовочной жидкости должна быть достаточной для компенсации избыточных наружных давлений до уровня, предотвращающего возможность смятия обсадных колонн внешним давлением.

XXIII. Требования к монтажу и эксплуатации ПВО

426. Буровые и ремонтные организации должны разрабатывать инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО в соответствии с применяемым оборудованием, технологией ведения работ и инструкциями по монтажу, техническому обслуживанию, эксплуатации и ремонту изготовителей.

427. На кондуктор, промежуточные колонны, ниже которых при бурении возможно вскрытие газонефтеводопроявляюших отложений, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ, связанных со вскрытием продуктивного горизонта, и других работ со вскрытым продуктивным пластом устанавливается ПВО.

Обсадные колонны должны быть обвязаны между собой колонными головками. Рабочее давление колонной головки должно быть не менее давления опрессовки обсадной колонны на герметичность, рассчитываемого на каждом этапе бурения скважины из условий полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом или газожидкостной смесью и герметизации устья скважины при ликвидации открытого фонтана.

Температурный режим эксплуатации колонной головки должен быть не ниже значений проектных решений.

В скважинах, пробуренных на изученный разрез, представленный нефте-и водоносными (с растворенным газом) пластами с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, допускается обвязка обсадных колонн без использования колонной головки при условии цементирования обсадных колонн на всю их длину.

428. Превенторная установка, манифольд (линии дросселирования и глушения), система гидроуправления превенторами, пульт управления дросселем, сепаратор (трапно-факельная установка) выбираются в зависимости от конкретных горно-геологических условий с учетом возможности выполнения следующих технологических операций:

герметизация устья скважины при спущенной бурильной колонне и без нее;

вымыв пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность;

подвеска колонны бурильных труб на плашках превентора после его закрытия;

срезание бурильной колонны;

контроль состояния скважины во время глушения;

расхаживание бурильной колонны для предотвращения ее прихвата;

спуск или подъем части или всей бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.

429. Выбор типа ПВО и колонной головки, схема установки и обвязки ПВО, блоков глушения и дросселирования осуществляются проектной организацией и согласовываются с заказчиком. При этом следует руководствоваться следующими положениями:

при вскрытии изученного разреза с пластовым давлением, не превышающим гидростатическое, устанавливаются превенторы, тип и количество которых определяются проектом производства буровых работ;

три или четыре превентора, в том числе один универсальный, устанавливаются на скважине при вскрытии газовых, нефтяных и водяных горизонтов с аномально высоким пластовым давлением. Необходимость установки превентора со срезающими плашками при ожидаемом избыточном давлении на устье скважины ниже 35 МПа и объемном содержании сернистого водорода до 6% определяется проектной организацией, исходя из характеристики пласта (состав флюида, пластовое давление, пористость, проницаемость, дебит);

четыре превентора, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный, устанавливаются на устье в случаях:

а) вскрытия пластов с аномально высоким пластовым давлением (то есть давлением, превышающим гидростатическое давление в 1,3 раза) и объемным содержанием сернистого водорода более 6%, а также с наличием сернистого водорода до 6% и избыточным давлением на устье более 35 МПа;

б) использования технологии спуска и подъема труб при избыточном давлении герметизированного устья.

В случаях вскрытия изученного разреза с аномально низким пластовым давлением, представленного нефтяными и водяными (с растворенным газом) пластами, превенторная сборка может не устанавливаться.

На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, характеризующихся малым значением газонасыщенности нефти (низкий газовый фактор), механизированным способом добычи, при статическом и динамическом уровне флюида ниже устья скважины состав превенторной установки, типы превенторов, необходимость установки колонной головки, их аналогов для герметизации устьев скважин устанавливаются и обосновываются в рабочих проектах производства буровых работ.

430. На суше линии сбросов на факелы от блоков глушения и дросселирования должны закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от проезжих дорог, ЛЭП, котельных и других производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины. Свободные концы линий сброса должны иметь длину не более 1,5 м.

Длина линий от блоков глушения и дросселирования до свободных концов линий сброса должна быть:

для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м /т - не менее 30 м;

для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м /т, газовых и разведочных скважин - не менее 100 м;

для всех поисково-оценочных и разведочных скважин - не менее 50 м.

Линии и установленные на них задвижки должны иметь внутренний диаметр, одинаковый с внутренним диаметром отводов крестовины; после блока задвижек разрешается увеличение их диаметра не более чем на 30 мм.

Расстояние от концов выкидного манифольда до всех коммуникаций и сооружений, не относящихся к объектам буровой установки, должно быть не менее 100 м для всех категорий скважин.

Для скважин, сооружаемых с насыпного основания и ограниченных площадок, длина линий от блоков глушения и дросселирования должна устанавливаться подрядчиком по согласованию с заказчиком.

Разрешается направлять линии сброса в одну сторону с использованием узлов и деталей, имеющих паспорта установленного образца.

431. На скважинах, где ожидаемое давление на устье превышает 70 МПа, устанавливается заводской блок с тремя регулируемыми дросселями - два с дистанционным и один с ручным управлением.

Во всех остальных случаях установка регулируемых дросселей с дистанционным управлением производится в зависимости от конкретных условий и решается руководством организации при утверждении в установленном порядке схемы обвязки и установки ПВО.

432. Манометры, устанавливаемые на блоках дросселирования и глушения, должны иметь верхний предел диапазона измерений, на 30% превышающий давление совместной опрессовки обсадной колонны и ПВО.

Система нагнетания гидроаккумулятора должна включать устройство автоматического отключения насоса при достижении в ней номинального рабочего давления.

433. ПВО должно собираться из узлов и деталей заводского изготовления отечественной или импортной поставки.

Разрешается применение отдельных узлов и деталей, изготовленных на базах производственного обслуживания организации в соответствии с проектно-конструкторской документацией изготовителя. Изготовленные узлы и детали должны иметь технические паспорта.

434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:

основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте;

вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.

Маслопроводы системы гидроуправления ПВО должны быть опрессованны согласно инструкции по эксплуатации, быть герметичными и защищены от возможных повреждений.

В конструкции пульта управления должна быть предусмотрена звуковая или световая сигнализация при падении уровня рабочей жидкости в баке ниже допустимого.

В системе гидравлического управления должна быть обеспечена возможность выпуска воздуха.

435. Штурвалы для ручной фиксации плашек превенторов должны быть установлены в легкодоступном месте, иметь взрывобезопасное освещение и укрытие.

На стенке укрытия должны быть нанесены стрелки направления вращения штурвалов, количество оборотов, необходимых для закрытия превенторов, метки, совмещение которых с метками на спицах штурвалов соответствует полному закрытию превенторов, размер плашек.

На задвижке перед дросселем должна быть закреплена табличка с указанием допустимого давления для устья скважины, допустимого давления для самого слабого участка скважины и плотности раствора, по которой это давление определено.

Каждая буровая установка обеспечивается переносными светильниками и аварийным освещением напряжением не более 12 В для освещения ПВО, в отбойных щитах, у основного и вспомогательного пультов управления превенторами, у щита индикатора веса бурильного инструмента, блока дросселирования и у блока глушения.

436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.

При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.

Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.

Помимо шаровых кранов на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении: первый клапан является рабочим, второй - резервным.

Краны шаровые и клапаны обратные должны иметь технические паспорта и сведения о проведении дефектоскопии.

Опрессовка кранов шаровых и обратных клапанов проводится один раз в 6 месяцев.

Учет наработки кранов шаровых и клапанов обратных ведется в течение всего срока эксплуатации, вплоть до их списания.

437. Превенторы вместе с крестовинами и коренными задвижками, манифольд ПВО (блоки глушения и дросселирования) до установки на устье скважины опрессовываются водой на рабочее давление, указанное в техническом паспорте. После ремонта, связанного со сваркой и токарной обработкой корпуса, превенторы опрессовываются на пробное давление.

Превенторная установка со срезающими, трубными и глухими плашками должна быть опрессована на стенде на рабочее давление при закрытых плашках, а работоспособность превентора проверена путем открытия и закрытия плашек. Результаты проведенных испытаний должны быть подтверждены соответствующими актами.

438. После монтажа, до разбуривания цементного стакана, превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должна быть опрессована водой или инертным газом на давление опрессовки обсадной колонны, указанное в рабочем проекте.

ПВО считается герметичным, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см (0,5 МПа). Присутствие представителя заказчика на опрессовке обязательно.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление:

50 кгс/см (5 МПа) - для ПВО, рассчитанного на давление до 210 кгс/см ( )(21 МПа);

100 кгс/см (10 МПа) - для ПВО, рассчитанного на давление выше 210 кгс/см ( )(21 МПа).

Результаты опрессовки оформляются актом, подписанным представителями заказчика и исполнителя работ.

439. После крепления скважины при наличии в нижележащем разрезе продуктивных или водонапорных пластов дальнейшее бурение скважины разрешается продолжать после монтажа и опрессовки превенторной установки совместно с обсадной колонной и опрессовки цементного кольца за обсадной колонной.

440. Превенторы должны периодически проверяться на закрытие и открытие. Периодичность проверки устанавливается буровой организацией, но не реже 1 раза в месяц.

Рабочее давление блока превенторов и манифольда должно быть не менее давления опрессовки колонны на герметичность, рассчитанного на каждом этапе строительства скважины исходя из условия полной замены в скважине бурового раствора пластовым флюидом и герметизации устья при открытом фонтанировании.

441. При замене вышедших из строя деталей превентора или одного из узлов превенторной сборки, смене плашек на устье превенторную установку подвергают дополнительной опрессовке на величину давления испытания обсадной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом.

442. Плашки превенторов, установленных на устье скважины, должны соответствовать диаметру применяемых бурильных труб.

Глухие плашки устанавливают в нижнем превенторе, когда в сборке отсутствует превентор со срезающими плашками.

443. В случаях, когда используется разноразмерная компоновка бурильного инструмента для бурения, на мостках необходимо иметь специальную опрессованную стальную трубу с прочностными характеристиками, соответствующими верхней секции используемой бурильной колонны. Специальная труба должна быть окрашена в красный цвет и иметь метку, нанесенную белой масляной краской, при совмещении которой со столом ротора замок трубы будет находиться на 300-400 мм ниже плашек превентора. Диаметр специальной трубы должен соответствовать диаметру плашек превентора. На специальную трубу должны быть навернуты от руки переводники на другие диаметры труб, применяемые в компоновке. На муфту трубы должен быть навернут и закреплен машинными ключами шаровой кран. На устье скважины специальная труба с навернутым шаровым краном опрессовывается на давление совместной опрессовки ПВО с обсадной колонной.

444. При спуске обсадных колонн в скважины со вскрытыми высоконапорными пластами и несоответствии установленного универсального превентора ожидаемым устьевым давлениям плашки одного из превенторов заменяются плашками, соответствующими диаметру спускаемой обсадной колонны, или на приемных мостках должна находиться специальная (стальная, с соответствующими прочностными характеристиками) бурильная труба с переводником под обсадную трубу и шаровым краном в открытом положении, опрессованные на соответствующее давление.

445. Для беспрепятственного доступа работников к установленному на устье ПВО под буровой должен быть сделан твердый настил.

446. Все схемы противовыбросовой обвязки устья скважины в верхней части должны включать фланцевую катушку, разъемную воронку и желоб для облегчения работ по ликвидации открытых фонтанов.

447. В составе ПВО ОПО МНГК должно быть не менее четырех превенторов, в том числе один со срезающими плашками и один универсальный. Рабочее давление превенторов ПВО должно превышать не менее чем на 15% ожидаемое давление на устье скважины при закрытии во время фонтанирования.

448. Пультом управления превенторами обеспечивается их дистанционное закрытие и открытие. Превентором со срезающими плашками обеспечивается срезание наиболее прочной трубы, предполагаемой к спуску в скважину. Объемом гидроаккумулятора обеспечивается двойной полный цикл работ при открытии-закрытии превенторов при отключении электроэнергии.

449. На ПБУ с подводным расположением устья проводится опрессовка каждого превентора в сборке ППВО на стенде на рабочее давление. Перед спуском производится проверка работоспособности превенторов. После каждой спущенной колонны производится опрессовка плашечных и универсального превенторов на рабочее давление с использованием тест-пакера и опрессовка превентора с глухими срезающими плашками на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

450. Трапно-факельные и сепарационные установки размещаются на открытых площадках МСП, ПБУ, МЭ, ПТК в соответствии с ожидаемыми условиями работы по давлению и производительности. При проведении работ в условиях низких температур линии глушения и дросселирования ПВО заполняются незамерзающей жидкостью. Противовыбросовый манифольд вместе с линией от сепаратора бурового раствора на желоб оборудуется устройством для продувки.

451. При проведении спуско-подъемных операций на скважине, входящей в состав ОПО МНГК, осуществляется непрерывное автоматическое измерение и регулирование объема бурового раствора в скважине.

452. При ГНВП на скважине, входящей в состав ОПО МНГК, разгазированная жидкость через штуцерную линию поступает в систему сепарации и дегазации. Отсепарированный газ направляется на сброс, а жидкость - в циркуляционную систему для ее обработки.

453. Эксплуатирующая МСП, ПБУ, МЭ и ПТК организация при подводном расположении ПВО разрабатывает инструкцию по плановой и аварийной отстыковке ППВО с учетом результатов безопасной эксплуатации бурового райзера и его отстыковок на разных глубинах моря при разных углах его отклонения от вертикали в нижнем соединительном устройстве.

Опрессовка и испытание колонны на герметичность

ЛЕКЦИЯ 4 Заключительные операции после цементирования. Оборудование устья скважины для ее эксплуатации. Разбуривание обратного клапана и цементного стакана. Опрессовка и испытание колонн на герметичность. Поршневые и плунжерные насосы высокого давления Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и освоение скважины. После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора. Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке. В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну. По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.

Оборудование устья скважины для ее эксплуатации

Цель обвязки устья скважины – укрепить эксплуатационную колонну и герметично перекрыть межтрубное пространство между всеми выходящими на дневную поверхность колоннами.

В зависимости от назначения и конструкции скважины для обвязки устья применяют оборудование, соответствующее одной из трех типовых схем.

По второй схеме – для двухколонной конструкции скважины обвязка состоит из обсадных труб диаметром 273×168 мм и 299×168 мм, рассчитанных на рабочее давление 12,5 МПа. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической прокладки, шпилек и гаек.

Для контроля межтрубного пространства в корпусах колонных головок имеется по два 50-мм отвода, из которых один закрывается пробкой, а другой является выкидом с установленной на нем задвижкой и манометром.

Концы промежуточных и эксплуатационных колонн привариваются к катушкам колонных головок плотным герметизирующим швом.

Разбуривание обратного клапана и цементного стакана

Обратный клапан целесообразно разбуривать специальным фрезером с последующим извлечением металлических кусков магнитным пауком.

Опрессовка и испытание колонны на герметичность

После промывки водой или буровым раствором приступают к испытанию колонны на герметичность одним из двух существующих способов:опрессовкой водой или снижением уровня жидкости.

Эксплуатационную колонну в эксплуатационных скважинах испытывают на герметичность опрессовкой, в разведочных скважинах применяют оба способа – опрессовку водой и снижение уровня жидкости оттартыванием ее или поршневанием.

При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цементировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бурового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб.

Если через 30 мин давление в колонне не снизится больше чем на 0,5 МПа, то колонна считается герметичной.

По второму способу колонна испытывается понижением уровня жидкости.

Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в ней после снижения до заданной глубины не поднимается более чем на 1 м в колоннах диаметром 146–168 мм и на 0,5 м – в колоннах диаметром 219 мм и выше в течение 8 ч.

При неудовлетворительных результатах испытание повторяют, и если окажется, что колонна негерметична, то приступают к обследованию состояния колонны и к ремонтным работам.

После испытания на герметичность на колонну устанавливают задвижку на случай фонтанирования скважины во время перфорации колонны.

В процессе опрессовки скважины колонна считается герметичной если

Некоммерческая интернет-версия КонсультантПлюс

Произошли изменения в документах на контроле
Нажмите для просмотра

Найти

0 из 0 фрагментов

Справка Оглавление Редакции

Справка к документу

Оглавление

Свернуть всё

Развернуть

Сравнить редакции

Отметьте 2 редакции, чтобы сравнить их

Подтверждающие документы

Поиск похожих судебных актов по упоминанию норм

Чтобы найти похожие акты, отметьте важные для Вас нормы (лучше не более 3-х) и нажмите "Найти".
Система подберет судебные решения с одновременным упоминанием всех выбранных норм.

Читайте также: